8.939, de 2017, e da cessÃo onerosa para subsidiar a ... · de títulos da dívida pública...

ANÁLISE PROJETO DE LEI Nº

8.939, DE 2017, E DA CESSÃO

ONEROSA PARA SUBSIDIAR A

ADVOCACIA GARCEZ

PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA, PHD

Engenheiro pela UFMG, Mestre pela UFRJ e doutor pela Universidade de Cranfield, Inglaterra.

Consultor em Minas e Energia para Equipe de Advogados da Advocacia Garcez

JUNHO/2018

Curitiba Rua Visconde de Nácar, 754 Centro/Mercês - 80410-200 - (41) 3222-9706

Brasília SHIS QI 07, Conjunto 13, Casa 08 Lago Sul - 71615-330 - (61) 3963-4467

Rio de Janeiro Pça. Floriano, 55, s. 408 (Ed. Amarelinho) Cinelândia - 20031-050 - (21) 3179-1272

São Paulo R. Cláudio Soares, 72, s. 407 Pinheiros - 05422-030 - (11) 3660-5536

Palmas 104 N, Av. LO 2, Lote 33, s. 2 77006-022 - (63) 3215-0739

SUMÁRIO

I INTRODUÇÃO 3

II O CONTRATO DE CESSÃO ONEROSA 4

III CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRÁS 7

IV DESCRIÇÃO E ANÁLISE DO PROJETO DE LEI Nº 8.939, DE 2017 16

V EXCEDENTES DA CESSÃO ONEROSA 23

VI CONCLUSÕES 28






Análise da cessão onerosa e do Projeto de Lei nº

8.939, de 2017

I – INTRODUÇÃO

A Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, autorizou a União a ceder

onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobrás o exercício das atividades de pesquisa e lavra

de petróleo e gás natural em áreas não concedidas localizadas no Pré-Sal. A cessão foi limitada ao

volume máximo de 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo.

Segundo dispõe essa Lei, a Petrobrás tem a titularidade dos volumes de

petróleo e gás natural cedidos pela União. O exercício das atividades de pesquisa e lavra de

petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata a Lei nº 12.276/2010

será realizado apenas pela Petrobrás, por sua exclusiva conta e risco.

Em decorrência dessa Lei, foi celebrado entre a União e a Petrobrás, em

3 de setembro de 2010, o Contrato de Cessão Onerosa. Os volumes de barris equivalentes de

petróleo, bem como os seus respectivos valores econômicos, foram determinados a partir de

laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras. Coube à Agência Nacional do Petróleo,

Gás Natural e Biocombustíveis – ANP obter o laudo técnico de avaliação das áreas, que

subsidiou a União nas negociações com a Petrobrás.

No regime de cessão onerosa, serão devidos royalties de 10% sobre o

produto da lavra de que trata a Lei nº 12.276/2010, nos termos do art. 47 da Lei nº 9.478, de 6

de setembro de 1997. No entanto, não haverá o pagamento da participação especial, nos termos

do art. 50 da Lei nº 9.478/1997.

Como os campos da cessão onerosa estão todos localizados na

plataforma continental, 40% da participação especial são destinados aos Estados confrontantes e

10% aos Municípios confrontantes. À exceção de Sul de Sapinhoá, onde não há excedentes da

cessão onerosa, todos os outros são confrontantes com o Estado do Rio de Janeiro e seus

Municípios.

Esta Nota Técnica analisa o processo da cessão onerosa e o Projeto de






Lei nº 8.939, de 2017, além de propor alternativas tanto para a avaliação do direito da Petrobrás

quanto para o tratamento a ser dado aos excedentes dessa cessão.






II – O CONTRATO DE CESSÃO ONEROSA

O valor inicial do Contrato de Cessão Onerosa foi de R$ 74,807 bilhões.

O prazo de vigência é de 40 anos contados a partir de 3 de setembro de 2010 e a taxa de

desconto real é de 8,83% ao ano. A Tabela II.1 mostra o volume de cessão onerosa, o valor por

barril para cada área e o valor médio de US$ 8,51 por barril.

Tabela II.1 Volume e valor do barril para as várias áreas do Contrato

Nome Volume da Cessão Onerosa

(mil barris de óleo equivalentes)

Valor do Barril

(US$ /boe)

Sul de Tupi (Atual campo de Sul de Lula)

128.051 7,85

Florim (Atual campo de Itapu)

466.968 9,01

Nordeste de Tupi (Atual campo de Sépia)

427.784 8,54

Sul de Guará (Atual campo de Sul de Sapinhoá)

319.107 7,94

Franco (Atual campo de Búzios)

3.056.000 9,04

Entorno de Iara (Atuais campos de Atapu, Sururu e Berbigão)

599.560 5,82

TOTAL 4.997.469 8,51 (média ponderada)

O Contrato de Cessão Onerosa poderá ser revisado pelas partes. A

conclusão da Revisão poderá ter como resultado a renegociação dos seguintes itens: valor do

Contrato, volume máximo, prazo de vigência e percentuais mínimos de conteúdo local. Dessa

forma, não poderá ser revista a titularidade da cessionária.

Foi assegurada à Petrobrás a livre disposição dos volumes de petróleo e

gás natural por ela produzidos nos termos desse Contrato. Se, em caso de emergência nacional

que possa colocar em risco o fornecimento de petróleo ou gás natural no território nacional,

declarada pelo Presidente da República ou pelo Congresso Nacional, houver necessidade de

limitar exportações, a ANP poderá, mediante notificação por escrito com antecedência de 30






dias, determinar que a Petrobrás atenda, com petróleo e gás natural por ela produzido e recebido

nos termos do Contrato, às necessidades do mercado interno ou à composição dos estoques

estratégicos do País.

Após prévia e expressa autorização da ANP, a Petrobrás poderá remeter

ao exterior amostras de rochas e fluidos, ou outros dados de geologia, geofísica e geoquímica,

exclusivamente para análise ou processamento de dados. A Petrobrás deverá entregar à ANP os

resultados obtidos com o processamento da análise realizados, imediatamente após recebê-los.

Nos termos da regulamentação aplicável, os dados obtidos como

resultado das operações e do Contrato de Cessão Onerosa serão considerados sigilosos e não

serão divulgados pela Petrobrás sem o prévio consentimento por escrito da ANP.

O regime geral dos bens empregados pela Petrobrás na execução das

operações é a não reversão desses bens. Poderão reverter, em favor da União, bens móveis e

imóveis, principais e acessórios, existentes em qualquer parcela da área do contrato que, a critério

exclusivo da Cedente, ouvida a ANP, sejam considerados necessários para permitir a

continuidade das operações ou sejam passíveis de utilização de interesse público.

O conteúdo local na etapa de desenvolvimento de produção será, no

mínimo, de:

- 55% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção até 2016;

- 58% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção entre 2017 e

2019;

- 65% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção a partir de

2020.

Serão pagos, mensalmente à União, a partir do início da produção em

cada campo, royalties no valor de 10% da produção, que serão calculados conforme o disposto na

Lei n° 9.478/1997. No entanto, não será paga participação especial, nos termos do art. 50 dessa

Lei.

Cabe à Petrobrás realizar despesas qualificadas como pesquisa e

desenvolvimento em valor equivalente a 0,5% da receita bruta anual da produção até 30 de junho

do ano seguinte ao ano calendário de apuração da receita bruta.






Conforme estabelece a Cláusula Trigésima, a cessão onerosa, objeto do

Contrato, é intransferível. Qualquer transmissão dos direitos dispostos, no todo ou em parte,

será nula de pleno direito. A subcontratação de serviços não se configura como cessão do

Contrato.

As Partes envidarão todos os esforços no sentido de resolver entre si,

amigavelmente, toda e qualquer disputa ou controvérsia decorrente do Contrato ou com ele

relacionada. Poderão, no entanto, buscar solução de controvérsias porventura suscitadas no

cumprimento do Contrato junto à Câmara de Conciliação e Arbitragem da Administração

Federal – CCAF, da Advocacia-Geral da União.






III – CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRÁS

Fizeram parte de um conjunto de ações para promover a capitalização

dessa empresa o Contrato de Cessão Onerosa de direitos de pesquisa e lavra da União; a

subscrição de ações do capital social da Petrobrás por parte da União, entes federais e entes

privados; e a emissão e utilização de títulos da dívida pública mobiliária federal.

Além da Lei nº 12.276/2010, que autorizou a cessão onerosa e a emissão

de títulos da dívida pública mobiliária federal para subscrever ações da Petrobrás, foram editadas

duas medidas provisórias relacionadas com a operação de capitalização da Petrobrás: MP nº 500,

de 30 de agosto de 2010, e MP nº 505, de 24 de setembro de 2010.

A MP nº 500/2010, transformada na Lei nº 12.380, de 10 de janeiro de

2011, autorizou a União e as entidades da administração pública federal indireta a contratar,

reciprocamente, ou com fundo privado do qual seja o Tesouro Nacional cotista único, a

aquisição, alienação, cessão e permuta de ações, a cessão de créditos decorrentes de

adiantamentos efetuados para futuro aumento de capital, a cessão de alocação prioritária de

ações em ofertas públicas ou a cessão do direito de preferência para a subscrição de ações em

aumentos de capital.

Já a MP nº 505/2010 autorizou a União a conceder crédito ao Banco

Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), no montante de até R$ 30 bilhões,

em condições financeiras e contratuais a serem definidas pelo Ministro de Estado da Fazenda.

Para a cobertura desse crédito, a União poderia emitir, sob a forma de colocação direta, em favor

do BNDES, títulos da dívida pública mobiliária federal, cujas características seriam definidas pelo

Ministro de Estado da Fazenda.

Em resumo, a MP nº 500/2010 autorizou a cessão e permuta de ações

entre entes federais e a MP nº 505/2010 autorizou a colocação direta, em favor do BNDES, de

títulos da dívida pública mobiliária federal no montante de até R$ 30 bilhões. A partir dessas

Medidas Provisórias, muitos entes federais puderam participar da capitalização da Petrobrás.

A Tabela III.1 mostra a composição acionária da Petrobrás antes da

captialização, sem considerar os efeitos do Decreto nº 7.295, de 8 de setembro de 2010.

Esse Decreto autorizou a permuta de ações entre a União e a BNDES

Participações S.A. (BNDESPar); autorizou a alienação ou permuta de ações de titularidade da

Caixa Econômica Federal (CEF) e do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social






S.A. (BNDES) para o Fundo Fiscal de Investimentos e Estabilização (FFIE); e alterou o Decreto

de 26 de agosto de 2010, que autoriza o aumento do capital social do BNDES e da CEF.

Tabela III.1 Composição acionária da Petrobrás antes da capitalização ACIONISTA CAPITAL VOTANTE CAPITAL NÃO VOTANTE CAPITAL SOCIAL

AÇÕES

ORDINÁRIAS

% AÇÕES

PREFERENCIAIS

% TOTAL

DE AÇÕES

%

UNIÃO

FEDERAL

2.818.751.784 55,56% 0 0,00% 2.818.751.784 32,1

%

BNDESPAR 98.457.000 1,94% 574.047.334 15,51% 672.504.334 7,7%

OUTROS 2.156.138.560 42,50% 3.126.682.062 84,49% 5.282.820.622 60,2

%

TOTAL 5.073.347.344 100% 3.700.729.396 100% 8.774.076.740 100%

Antes da sanção da Lei nº 12.276, de 30 de julho de 2010, e da assinatura

do Contrato de Cessão Onerosa, foi realizada, no dia 22 de junho de 2010, a Assembleia Geral

Extraordinária de Acionistas da Petrobrás que aprovou alteração no Estatuto Social da

companhia com o objetivo de limitar o valor total e a quantidade máxima de ações a serem

emitidas na operação de capitalização. O limite para o aumento de capital definido por essa

Assembleia foi de R$ 150.000.000.000.

O grande argumento da Petrobrás em defesa de sua capitalização foi a

grande alavancagem líquida da empresa. Esse índice é obtido pela divisão do endividamento

líquido pelo próprio endividamento líquido somado ao patrimônio líquido. O Conselho de

Administração da Petrobrás, em reunião realizada em 19 de março de 2010, limitou o grau de

alavancagem líquida a 35%. Registre-se que, em junho de 2010, a alavancagem líquida da

Petrobrás atingiu 34%1.

A operação para capitalizar a Petrobrás pode ser compreendida a partir

dos respectivos lançamentos contábeis. A cessão onerosa do direito de pesquisa e lavra de até 5

1 Disponível em http://www.portosenavios.com.br/site/noticiario/geral/4849-petrobras-se-aproxima-de-endividamento-limite-de-35. Acesso em 21 de outubro de 2010.

http://www.portosenavios.com.br/site/noticiario/geral/4849-petrobras-se-aproxima-de-endividamento-limite-de-35

http://www.portosenavios.com.br/site/noticiario/geral/4849-petrobras-se-aproxima-de-endividamento-limite-de-35






bilhões de barris equivalentes de petróleo gera um lançamento desse direito no ativo da

Petrobrás e a correspondente dívida da empresa com a União no seu passivo.

A subscrição das ações pela União gera um lançamento dos respectivos

títulos da dívida mobiliária pública federal no ativo da Petrobrás, com correspondente aumento

do capital social na coluna do passivo. O mesmo ocorre com a subscrição das ações por entes

federais.

Como a dívida da Petrobrás referente ao Contrato de Cessão Onerosa

pode ser paga com títulos da dívida pública mobiliária federal, os títulos utilizados pela União e

pelos entes federais na subscrição das ações foram utilizados para o pagamento dessa dívida.

No caso dos outros acionistas, a subscrição de ações gera um

lançamento de entrada de recursos financeiros no ativo da Petrobrás, com correspondente

aumento do capital social na coluna do passivo.

A oferta prioritária da Petrobrás resultou na captação de R$

115.052.319.090,80, sendo que o montante equivalente a R$ 67.815.921.649,51 foi recebido na

forma de Letras Financeiras do Tesouro (LFTs).

Após a conclusão da liquidação da oferta prioritária, a Petrobrás realizou

a transferência para a União da totalidade das LFTs recebidas pela empresa e de um valor

adicional de R$ 6.991.694.757,49, de forma a totalizar o valor devido para o pagamento do

Contrato de Cessão Onerosa de R$ 74.807.616.407,00.

Como consequência do exercício do lote suplementar e encerramento da

oferta, a Petrobrás aprovou a emissão e verificou a subscrição de ações que resultaram no

aumento de capital social de mais R$ 5.196.239.679,50.

Sendo assim, o capital social da Petrobrás aumentou em R$

120.248.558.770,30, passando de R$ 85.108.544.378,00 para R$ 205.357.103.148,30. Isso

representa um aumento de 141,3% do capital social.

Essa capitalização de cerca de R$ 120 bilhões, equivalente a

aproximadamente US$ 70 bilhões, foi a maior realizada no mundo. Após a capitalização, a

Petrobrás tornou-se a quarta maior companhia do mundo em valor de mercado, atrás apenas da

Exxon, Apple e PetroChina.

A Tabela III.2 mostra a composição acionária da Petrobrás após sua

capitalização.






Tabela III.2 Composição do capital social da Petrobrás depois da capitalização ACIONISTA CAPITAL VOTANTE CAPITAL NÃO

VOTANTE

CAPITAL SOCIAL

AÇÕES

ORDINÁRIA

S

% AÇÕES

PREFERENCIAI

S

% TOTAL

DE AÇÕES

%

UNIÃO FEDERAL 3.991.413.124 53,63% 66.019.279 1,18% 4.057.432.403 31,10

%

BNDESPar 173.400.392 2,33% 1.341.348.766 23,94

%

1.514.749.158 11,61

%

BNDES + FPS 224.845.426 3,02% 0 0,00% 224.845.426 1,72%

FFIE (Fundo Soberano) 344.055.327 4.62% 161.596.958 2,88% 505.652.285 3,88%

ADMINISTRADORES 19.780 0,00% 54.566 0,00% 74.346 0,00%

OUTROS 2.708.720.093 36,40% 4.033.023.219 71,99

%

6.741.743.312 51,68

%

TOTAL 7.442.454.142 100% 5.602.042.788 100% 13.044.496.930 100%

A Tabela III.3 mostra a participação líquida dos acionistas no processo

de capitalização, admitindo-se um preço de R$ 29,65 para a ação ordinária e de R$ 26,30 para a

ação preferencial, desde antes do Decreto nº 7.295, de 8 de setembro de 2010 até o

encerramento da oferta.

Observa-se, então, que, mesmo tendo recebido o montante equivalente

a R$ 67.815.921.649,51 na forma de LFTs e um valor adicional de R$ 6.991.694.757,49, de forma

a totalizar o valor devido para o pagamento do Contrato de Cessão Onerosa de R$

74.807.616.407,00, a União teve uma participação líquida na capitalização da Petrobrás de R$

36.505.715.769,00. Os outros entes federais, BNDESPar, BNDES + FPS e FFIE (Fundo






Soberano), tiveram uma participação líquida de R$ 43.520.006.556,00.

Dessa forma, a União e entes federais tiveram uma participação líquida

de R$ 80,026 bilhões na capitalização da Petrobrás. Já o setor privado participou com R$ 40,222

bilhões.

Depois da capitalização, a União e o setor privado reduziram sua

participação no capital social da Petrobrás, enquanto os entes federais aumentaram muito a sua

participação.

Tabela III.3 Participação líquida dos acionistas na capitalização da Petrobrás

ACIONISTA NÚMERO

DE AÇÕES

ORDINÁRIA

S

NÚMERO DE

AÇÕES

PREFERENCIA

IS

PARTICIPAÇÃ

O NA

CAPITALIZAÇÃ

O

(R$)

PERCENTUA

L DE

PARTICIPAÇÃ

O

UNIÃO FEDERAL 1.172.661.340 66.019.279 36.505.715.769 30,3585%

BNDES PARTICIPAÇÕES S.A 74.943.392 767.301.432 22.402.099.234 18,6298%

BNDES + FPS 224.845.426 0 6.666.666.881 5,5441%

FFIE (FUNDO SOBERANO) 344.055.327 161.596.958 14.451.240.441 12,0178%

ADMINISTRADORES 19.780 54.566 2.021.563 0,0017%

OUTROS 552.581.533 906.341.157 40.220.814.883 33,4481%

TOTAL 120.248.558.770

100,0000%

O motivo para a grande participação do BNDES, por exemplo, é o fato

de a emissão de títulos públicos pela União e posterior repasse à empresa pública, com vistas à

subscrição de ações da Petrobrás, gerar um crédito e, com isso, não causar aumento da dívida

pública líquida, o que não ocorreria se a própria União realizasse a subscrição.

Em razão de parcela do pagamento da cessão onerosa pela Petrobrás ser






feita com títulos da dívida pública utilizados na subscrição de ações da empresa pelo BNDES,

por exemplo, estima-se que o processo de capitalização da Petrobrás tenha contribuído com

cerca de R$ 31,9 bilhões para o superávit primário do mês de setembro de 20102.

Recursos novos foram principalmente os R$ 40,23 bilhões relativos aos

entes privados. Esse valor é muito baixo, pois o Plano de Negócios da Petrobrás para o período

de 2010 a 2014, antes da cessão onerosa, previa investimentos de US$ 224 bilhões3.

Destaque-se, ainda, que apenas os programas de exploração obrigatórios

(PEOs) estabelecidos no Contrato de Cessão Onerosa exigiriam investimentos adicionais de US$

10 bilhões4. Além disso, os blocos cedidos pela União para a Petrobrás iriam demandar grandes

investimentos durante a fase de desenvolvimento.

A Tabela III.4 mostra a participação da União, dos entes federais e

outros no valor de mercado da Petrobrás, admitindo-se um preço de R$ 29,65 para as ações

ordinárias e de R$ 26,30 para as ações preferenciais.

Tabela III.4 Participação no valor de mercado antes e depois da capitalização

ACIONISTA ANTES

(R$)

DEPOIS

(R$)

UNIÃO FEDERAL 83.575.990.396 33,7% 120.081.706.164 32,6%

BNDESPar 18.016.694.934 7,3% 40.418.794.169 11,0%

BNDES + FPS - - 6.666.666.881 1,8%

FFIE (Fundo Soberano) - - 14.451.240.441 3,9%

OUTROS 146.161.246.535 59,0% 186.384.082.980 50,6%

TOTAL 247.753.931.864 100,0% 368.002.490.635 100,0%

2 Informação obtida no endereço eletrônico http://clippingmp.planejamento.gov.br/cadastros/noticias/2010/10/1/capitalizacao-garante-r-31-9-bi-a-caixa-do-governo. Página acessada no dia 26 de outubro de 2010. 3 Informação obtida no endereço eletrônico http://www2.petrobras.com.br/ri/port/webcast/presentation/webcast_pn-2010-2014.pdf. Página acessada no dia 17 de setembro de 2010. 4 Informação obtida no endereço eletrônico http://www.energiahoje.com/online/petroleo/e&p/2010/10/07/419119/exploracao-da-cessao-por-us$-10-bi.html. Página acessada no dia 21 de outubro de 2010.

http://clippingmp.planejamento.gov.br/cadastros/noticias/2010/10/1/capitalizacao-garante-r-31-9-bi-a-caixa-do-governo

http://clippingmp.planejamento.gov.br/cadastros/noticias/2010/10/1/capitalizacao-garante-r-31-9-bi-a-caixa-do-governo

http://www2.petrobras.com.br/ri/port/webcast/presentation/webcast_pn-2010-2014.pdf

http://www.energiahoje.com/online/petroleo/e&p/2010/10/07/419119/exploracao-da-cessao-por-us$-10-bi.html

http://www.energiahoje.com/online/petroleo/e&p/2010/10/07/419119/exploracao-da-cessao-por-us$-10-bi.html






Conforme mostrado na Tabela III.4, houve um aumento no valor de

mercado da empresa de R$ 247.753.931.864,00 para R$ 368.002.490.635,00, o que representa um

aumento de 48,5%.

A Tabela III.5 mostra a composição do capital social da Petrobrás antes

e depois da capitalização. Conforme mostrado nessa Tabela, a participação da União e entes

federais no capital social da empresa aumentou de 39,8% para 48,3%.

Registre-se, no entanto, que a participação da União no capital votante

teve pouca alteração. Antes da capitalização, a participação da União no capital votante era de

55,56%; após a capitalização passou para 53,63%. Dessa forma, em termos de controle da União,

a capitalização praticamente não teve efeito.

Tabela III.5. Composição do capital social antes e depois da capitalização

ACIONISTA ANTES

NÚMERO DE AÇÕES

DEPOIS

NÚMERO DE AÇÕES

UNIÃO FEDERAL 2.818.751.784 32,1% 4.057.432.403 31,1%

BNDESPar 672.504.334 7,7% 1.514.749.158 11,6%

BNDES + FPS - - 224.845.426 1,7%

FFIE (Fundo Soberano) - - 505.652.285 3,9%

SUBTOTAL 39,8% 48,3%

OUTROS 5.282.820.622 60,2% 6.741.817.658 51,7%

TOTAL 8.774.076.740 100,0% 13.044.496.930 100,0%

Do ponto de vista prático, o aumento de 8,5 pontos percentuais da

União e entes federais no capital social apenas afeta o recebimento de dividendos da Petrobrás.

Ressalte-se, contudo, que, como a participação da União caiu, sua parcela no recebimento de

dividendos pagos pela empresa também diminuiu.






Registre-se, por fim, que, após o processo de capitalização da empresa, a

alavancagem líquida da empresa caiu para 18%5. Esse percentual é bastante inferior a 35%, que é

o limite estabelecido pelas agências de rating para a alavancagem das empresas.

Observa-se, então, que o valor de R$ 74,807 bilhões referente ao

Contrato de Cessão Onerosa não foi efetivamente desembolsado pela Petrobrás, pois a empresa

recebeu, em razão de subscrição de ações, R$ 80,028 bilhões da União e de entes federais. Do

setor privado, a Petrobrás recebeu R$ 40,221 bilhões.

Com a capitalização, entraram no caixa da Petrobrás R$ 120,249 bilhões

e foram pagos à União R$ 74,807 bilhões, o que representa uma entrada líquida no caixa de R$

45,441 bilhões. Como foram pagas comissões de R$ 263 milhões, a entrada no caixa da estatal

foi de R$ 45,178 bilhões.

Por mais paradoxal que possa parecer, a entrada líquida de R$ 40,222

bilhões, o que representa 88,5% da entrada líquida total, ocorreu pela subscrição de ações pelo

setor privado, que, em razão do alto valor da cessão onerosa, teria sua participação acionária

diluída.

Desse modo, foi o eventual alto valor dessa cessão onerosa que

permitiu a entrada líquida de R$ 40,222 bilhões no caixa da Petrobrás em razão da subscrição de

ações pelo setor privado. Se o valor da cessão onerosa de apenas US$ 8,51 por barril fosse

menor ainda, por certo não teria havido essa entrada de R$ 40 bilhões no caixa da estatal.

Importa registrar, ainda, que esse valor de US$ 8,51 por barril foi

estimado em uma situação onde as produtividades esperadas para os poços eram menores, os

custos totais de produção eram muito maiores, a taxa de câmbio era de apenas 1,7 Reais por

Dólar e, na data da assinatura do Contrato de Cessão Onerosa, a cotação do Brent era de US$

75,03 por barril, muito próxima à atual.

Dessa forma, tecnicamente, não se justifica que a União seja devedora

da Petrobrás, muito pelo contrário, a União deveria ser credora da estatal na

Revisão do Contrato de Cessão Onerosa.

5 Informação obtida no endereço eletrônico . Página acessada no dia 21 de outubro de 2010.






Em suma, com as operações de cessão onerosa e capitalização da

Petrobrás, a empresa passou a ter o direito de produzir e se apropriar da receita decorrente da

produção de 5 bilhões de barris, sem ter que pagar participação especial, e teve uma entrada

líquida em seu caixa de R$ 45,178 bilhões. A Figura III.1 mostra o esquema contábil da cessão

onerosa no Balanço Patrimonial da Petrobrás.

Figura III.1 Esquema contábil da cessão onerosa

Conforme mostrado na Figura III.1, o primeiro lançamento contábil é

debitar no ativo da Petrobrás o direito de exploração e produção dos cinco bilhões da cessão

onerosa e creditar no passivo o ônus ou dívida da empresa com a União. O segundo lançamento

é creditar a subscrição de ações para integralizar o capital social da Petrobrás e debitar no ativo

os títulos públicos utilizados nessa subscrição. Com os próprios títulos públicos da subscrição, a

Petrobrás pagou o ônus ou dívida e restou, apenas, a integralização do capital social com o

direito da cessão onerosa.

Como se não bastasse a Petrobrás não ter nenhum desembolso líquido

para a União e entes Federais, o Ex-Presidente da estatal, Sr. Pedro Parente, defendeu, no âmbito

da Revisão do Contrato de Cessão Onerosa, que a União ainda teria uma dívida com a Petrobrás.

Na mesma linha, o Ex-Ministro de Minas e Energia disse que a Petrobrás poderia ser credora de






mais de US$ 12 bilhões6.

Assim sendo, a União, Estados e Municípios além de não receberem

participação especial, nos termos do art. 50 da Lei nº 9.478/1997, ainda teria a União que pagar

uma dívida bilionária a uma empresa que passou a ter o direito de produzir cinco bilhões de

barris sem nada desembolsar liquidamente, e ainda recebeu R$ 45,178 bilhões.

Obviamente, essa cessão dita onerosa somente ocorreu por se tratar de

uma operação entre a União e a Petrobrás, que é uma empresa fundamental para o

desenvolvimento do País, que viabilizou a descoberta do próprio Pré-Sal, que precisava ser

capitalizada e na qual a União tem o controle do capital votante e quase metade do capital social.

6 Disponível em https://g1.globo.com/economia/negocios/noticia/petrobras-pode-ser-credora-do-governo-em-us-12-bilhoes-por-cessao-onerosa-diz-ministro.ghtml. Acesso em 15 de junho de 2018.

https://g1.globo.com/economia/negocios/noticia/petrobras-pode-ser-credora-do-governo-em-us-12-bilhoes-por-cessao-onerosa-diz-ministro.ghtml

https://g1.globo.com/economia/negocios/noticia/petrobras-pode-ser-credora-do-governo-em-us-12-bilhoes-por-cessao-onerosa-diz-ministro.ghtml






IV – DESCRIÇÃO E ANÁLISE DO PROJETO DE LEI Nº 8.939, DE 2017

O Projeto de Lei – PL nº 8.939, de 2017, inclui um parágrafo no art. 1º

da Lei nº 12.276/2010 para permitir que a Petrobrás possa negociar e transferir a titularidade do

Contrato de Cessão Onerosa, desde que seja preservada uma participação de, no mínimo, 30%.

Essa proposição é uma flagrante afronta ao art. 4º da própria Lei nº

12.276/2010 e ao próprio Contrato que estabelecem inequivocamente que apenas a Petrobrás

será a cessionária.

Transcreve-se, a seguir, esse artigo:

Art. 4º O exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás

natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata esta Lei será realizado

pela Petrobras, por sua exclusiva conta e risco.

Foi com base nessa exclusividade que foi celebrado o Contrato de

Cessão Onerosa e a União. Desse modo, haveria uma quebra de contrato.

Acrescente-se, ainda, o que diz o parágrafo 6º do art. 1º da Lei nº

12.276/2010: “§ 6º A cessão de que trata o caput é intransferível.”. Assim, as premissas contidas

no Contrato de Cessão Onerosa celebrado basearam-se nessa Lei, que estabeleceu condições

vantajosas exclusivamente para a Petrobrás, de forma inequívoca.

Na sua justificação, o autor do PL nº 8.939, de 2017, Deputado José

Carlos Aleluia, argumenta haver interesse da União, enquanto sócia controladora da Petrobrás,

em fortalecer a estatal com vistas a dotá-la de recursos decorrentes de áreas que se caracterizam

pelo baixo risco exploratório e que representam considerável potencial de rentabilidade.

Segundo ele, ao final de 2010, a Petrobrás apresentava dívida líquida em

valor corrente de US$ 36,7 bilhões e relação entre a dívida líquida e os lucros antes de juros,

impostos, depreciação e amortização (EBITDA) de 1,12. No final de 2016, esses números

passaram, respectivamente, US$ 96,4 bilhões e 3,54.

O autor declara, ainda, que a manutenção das estratégias empresariais

que provocaram a explosão da dívida levaria inexoravelmente à insolvência da Petrobrás.

Portanto, não restava alternativa à nova Diretoria da empresa senão buscar o abatimento gradual

dessa dívida. Nesse contexto, foi concebido o Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão

(PNG) 2017-2021 da Petrobrás.






Entre outras medidas importantes adotadas, o autor destaca o corte nos

investimentos, a implementação de parcerias e desinvestimentos, e que os investimentos

planejados da Petrobrás, que chegaram a US$ 224 bilhões no PNG 2010-2014, foram reduzidos

para US$ 74 bilhões no PNG 2017-2021.

Importa ressaltar que o principal motivo do endividamento da

Petrobrás foram justamente os investimentos na área de exploração e produção, com destaque

para as áreas da cessão onerosa. Esses investimentos necessários, feitos à época, agora começam

a dar frutos. Existe um tempo de plantar e um tempo de colher. E a colheita já iniciou com a

entrada em operação, no dia 24 de abril de 2018, do primeiro sistema definitivo de produção em

área da cessão onerosa, por meio da unidade estacionária de produção P-74, que é um navio de

produção do tipo FPSO (floating, production, storage and offloading), instalada no campo de Búzios7.

Para o segundo semestre de 2018, a Petrobrás prevê a entrada em

operação dos FPSOs P-67, P-68, P-69, P-75 e P-76. É quase um FPSO por mês e nada menos

do que 750 mil barris por dia de capacidade instalada. Somados com as duas unidades de

produção do primeiro semestre, a capacidade de produção instalada pela Petrobrás em 2018 deve

ser superior a 1 milhão de barris por dia.

Em 2019, devem entrar em operação os FPSOs P-70 (Atapu I) e P-77

(Búzios IV); em 2021, devem entrar em operação a unidade Búzios V e Sépia; e em 2022, deve

entrar em operação uma unidade em Itapu.

A Petrobrás priorizou os investimentos nas áreas da cessão onerosa em

razão da excelente qualidade das áreas e do fato de não haver pagamento de participação

especial.

De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, a

produção sustentada somente nos recursos na categoria de reservas deverá atingir os maiores

volumes em 2024. Essa produção é justificada principalmente pelas contribuições das unidades

integrantes da cessão onerosa, em especial os campos de Búzios e Atapu, com previsão de

entrada em produção em 2018 e 2019, respectivamente.

São previstos, segundo o Plano de Negócios da Petrobrás 2017-2021,

cinco módulos de produção para Búzios. A cessão onerosa, e respectivo excedente, são

7 Disponível em http://epbr.com.br/petrobras-ainda-tem-seis-fpsos-para-produzir-em-2018/. Acesso em 15 de junho de 2018.

http://epbr.com.br/petrobras-ainda-tem-seis-fpsos-para-produzir-em-2018/






responsáveis por cerca de 40% da produção dos recursos na categoria de reserva em 2026. A

Figura IV.1 mostra a previsão de produção de petróleo nacional por tipo de contrato de 2016 a

2026.

Conforme mostrado na Figura IV.1, a produção sob o regime de cessão

onerosa é o grande destaque, pois passa de zero, em 2017, a 1,7 milhão de barris de petróleo por

dia – mmbpd ou para 1,3 mmbpd, sem considerar o volume excedente da cessão onerosa, em

2026. A produção sob o regime de concessão cai, por sua vez, de 2,9 mmbpd para 2,6 mmbpd.

Em razão de não haver o pagamento de participação especial, a

produção sob o regime de cessão onerosa deverá acarretar um grande aumento na geração de

caixa da Petrobrás.

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Figura IV.1 Previsão de produção de petróleo nacional por tipo de contrato

A Petrobrás é a grande operadora no Brasil nas atividades de produção.

Atualmente, o custo de extração da estatal no Pré-Sal já é inferior a US$ 7 por barril. O preço

mínimo do petróleo para viabilização dos projetos do Pré-Sal (break-even ou preço de






equilíbrio), que era de US$ 43 por barril no portfólio da Petrobrás de três anos atrás, caiu para

US$ 30 por barril no plano de negócios em vigor, o que representa uma redução de 30%8.

Esse custo de extração caminha, no entanto, para ser de apenas

US$ 5 por barril, segundo apresentação feita pela empresa petrolífera Galp9. A Figura IV.2

mostra a composição do custo total de produção, denominado custos técnicos, da Galp,

composto pelo custo de extração, de arrendamento, de depreciação, de depleção e de

amortização, sem considerar participação governamental e overheads10.

Conforme mostrado na Figura IV.2, devido às características dos

reservatórios e da escala dos projetos, os custos técnicos estão próximos de US$ 15 por barril e

há potencial para otimização tanto dos custos de capital quanto dos custos operacionais. Dessa

forma, os custos de produção podem ser inferiores a US$ 15 por barril, sem overheads.

8 Disponível em http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/vamos-bater-meta-de-producao-e-reduzir-custos-de-extracao-afirma-parente-na-otc.htm. Acesso em 24 de maio de 2018. 9 Disponível em https://www.galp.com/Portals/0/Recursos/Investidores/SharedResources/Documentos/2017_09_Investor_presentation.pdf. Acesso em 24 de maio de 2018. 10 Custos indiretos.

http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/vamos-bater-meta-de-producao-e-reduzir-custos-de-extracao-afirma-parente-na-otc.htm

http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/vamos-bater-meta-de-producao-e-reduzir-custos-de-extracao-afirma-parente-na-otc.htm

https://www.galp.com/Portals/0/Recursos/Investidores/SharedResources/Documentos/2017_09_Investor_presentation.pdf

https://www.galp.com/Portals/0/Recursos/Investidores/SharedResources/Documentos/2017_09_Investor_presentation.pdf






Fonte: Galp

Figura IV.2 Custos de produção da Galp

Nesse contexto, estima-se que o custo total de produção da

Petrobrás nas áreas da cessão onerosa será de cerca de US$ 20 por barril. Como serão devidos

apenas royalties de 10%, admitindo-se um valor de referência do barril produzido de US$ 70, o

custo total de produção com participação governamental será de US$ 27 por barril.

Dessa forma, cada barril produzido, deverá gerar uma receita

líquida de US$ 43, que multiplicado por cinco bilhões de barris totaliza uma receita total líquida

de US$ 215 bilhões, sem atualização a valor presente.

Utilizando-se uma taxa de câmbio de 3,7 Reais por Dólar, a receita

líquida das áreas da cessão onerosa, sem atualização a valor presente, já subtraídos todos os

custos, será de R$ 795,5 bilhões.

Utilizando-se uma taxa de desconto de 8,83%, igual à do Contrato de

Cessão Onerosa, e um curva de produção com base nas estimativas do Plano Decenal de

Expansão de Energia 2026, chega-se a um valor presente líquido de R$ 173,3 bilhões, valor ainda

muito maior que os R$ 74,807 bilhões pagos pela Petrobrás.

Se houvesse o pagamento da participação especial, cerca de 25% desse

valor presente seria destinado ao seu pagamento, o que corresponde a R$ 43,3 bilhões. Dessa

forma, o Estado do Rio de Janeiro perdeu cerca de R$ 17,3 bilhões e os Municípios perderam

aproximadamente R$ 4,3 bilhões, com o Contrato de Cessão Onerosa.

A curva de produção para se chegar ao valor presente líquido de R$

173,3 bilhões é mostrada na Figura IV.3.






Figura IV.3 Curva de produção da cessão onerosa (mmbpd)

Em 2022, a receita líquida da Petrobrás apenas com a produção de cerca

de 1 milhão de barris de petróleo por dia sob o regime de cessão onerosa será de US$ 15,7

bilhões ou R$ 58 bilhões, utilizando-se uma taxa de câmbio de 3,7 Reais por Dólar. Nos anos

seguintes, a receita líquida anual será ainda maior.

Observa-se, então, que, pelo fato de a Petrobrás gastar apenas US$ 27

por barril e poder vendê-lo a US$ 70, no âmbito da cessão onerosa, os barris produzidos sob

esse regime poderão ser utilizados para redução do endividamento, para novos investimentos e

para aumento dos lucros da estatal.

Como grande parte das unidades da cessão onerosa já estão contratadas

e entrarão em operação no curto prazo, produzindo petróleo com altíssima rentabilidade,

conclui-se, então, que carece de qualquer lógica, a Petrobrás transferir a titularidade dessas áreas,

como proposto pelo Projeto de Lei nº 8.939, de 2017.

A essência da cessão onerosa de a União gerar benefício para a

Petrobrás seria afrontada, caso a estatal, agora, se aproveitasse de tão vantajoso regime para

vender parcialmente a titularidade das áreas.

Dessa forma, o PL nº 8.939, de 2017, fere a própria essência da Lei nº

12.276/2010, representa uma quebra do Contrato de Cessão Onerosa e não apresenta nenhum






mérito. Pelo contrário, essa proposição é, na verdade, uma afronta ao interesse público. Em

suma, transfere para empresas multinacionais as vantagens oferecidas à Petrobrás.

Mais grave que o PL nº 8.929, de 2017, é o Substitutivo divulgado das

redes sociais, cujo Relator é o ex-Ministro de Minas e Energia, Sr. Fernando Coelho Filho. Nos

termos desse Substitutivo, não oficial, são propostas duas principais alterações legislativas.

A primeira delas visa permitir que outras petrolíferas, e não apenas a

Petrobrás, atuem sob o regime da Cessão Onerosa; a segunda alteração visa garantir que as

petrolíferas que venham investir no Brasil, seja no regime de cessão onerosa, seja em outro

regime permitido em lei, possam seguir as regras típicas da indústria em todo o mundo.

A extensão do regime de cessão onerosa às petrolíferas vai reduzir

muito a participação governamental na renda petrolífera, mesma que haja o pagamento de bônus

de assinatura de R$ 100 bilhões. Para cinco bilhões de barris, o valor presente líquido foi

estimado em R$ 173,3 bilhões; para cerca de quinze bilhões de barris de excedentes, o valor

presente líquido pode chegar a cerca de R$ 500 bilhões. Desse modo, o bônus representa apenas

um quinto do valor presente líquido dos excedentes da cessão onerosa.

Se houvesse pagamento de participação especial, 25% de R$ 500 bilhões

seriam destinados ao Estado do Rio de Janeiro e seus Municípios, o que corresponde a R$ 125

bilhões. Assim sendo, o Estado do Rio de Janeiro poderá perder 40% de R$ 125 bilhões, o que

corresponde a R$ 50 bilhões, e os Municípios desse Estado poderão perder R$ 12,5 bilhões, o

que totaliza uma perda de R$ 62,5 bilhões.

A produção trimestral fiscalizada em grandes campos, como Búzios,

poder fazer com que a alíquota da participação especial dos excedentes da cessão onerosa

pudesse chegar a 32%. Nesse caso, a perda do Estado do Rio de Janeiro e seus Municípios pode

chegar a R$ 80 bilhões, sendo de R$ 64 bilhões a perda do Estado e de R$ 16 bilhões a perda dos

Municípios.

Descrevem-se, a seguir, outras propostas presentes no Substitutivo do

Relator. Em relação ao Contrato de Cessão Onerosa, ele argumenta que é previsto, caso a

Petrobrás seja devedora, que a estatal possa efetuar o pagamento em direitos de produção

(volumes). No Substitutivo, o Relator propõe a inclusão da possibilidade, caso a Petrobras venha

a ser credora, de a União poder efetuar o pagamento em direitos de produção ou em dinheiro.

Propõe, ainda, que seja esclarecido que a Petrobras deverá ser ressarcida de eventuais perdas em






razão da devolução de áreas, cabendo ao edital da licitação dispor sobre esse pagamento. Outra

modificação proposta pelo Relator consiste no detalhamento da licitação dos excedentes,

incluindo a previsão, no edital, do pagamento pela cessão onerosa.

Adicionalmente, o Relator sugere a revogação do § 3º do art. 1º da Lei

nº 12.276/2010, uma vez que a Petrobrás já efetuou o pagamento à União devido pela

celebração do contrato de cessão onerosa.

Propõe, também, alterações no art. 2º, inciso V, dessa Lei, para que a

União e a Petrobrás possam adotar parâmetros claros para a conclusão da Revisão do Contrato

de Cessão Onerosa. O Relator argumenta que esse Contrato não explicitou todas as premissas

para a sua Revisão.

Outro grave dispositivo do Substitutivo diz respeito à alteração da Lei

13.303, de 30 de junho de 2016, para que se elimine a exigência de que a Petrobrás, na condição

de operadora em consórcios, realize suas contratações por meio de licitação pública.

O Relator cita que o modelo adotado pela indústria petrolífera adota

uma modalidade equiparada ao convite para dar início ao seu processo de consulta ao mercado e,

ao final do processo de contratação, há a deliberação por todos os consorciados quanto à

celebração do contrato com o fornecedor vencedor. Nessa modalidade, tanto o operador quanto

os não-operadores podem indicar fornecedores, formando uma lista de convidados a apresentar

propostas.

Nesse aspecto vale ressaltar os gravíssimos problemas decorrentes das

contratações feitas pela Petrobrás sem licitação ou na modalidade convite, onde há grande poder

discricionário dos administradores.






V – EXCEDENTES DA CESSÃO ONEROSA

A ANP contratou estudos da certificadora independente Gaffney, Cline

& Associates para avaliar os volumes excedentes ao Contrato de Cessão Onerosa. Segundo esses

estudos, esses volumes variam entre 6 e 15 bilhões de barris de óleo equivalente11. Considerando

que são recursos já descobertos e comerciais, a oferta desses volumes demandará a contratação

de inúmeras unidades de produção no curto prazo, que podem gerar importante retorno para os

cofres públicos.

A Tabela V.1 detalha, além do volume contratado na cessão onerosa, as

estimativas de volumes recuperáveis adicionais presentes em cada área. Conforme mostrado

nessa Tabela, o Contrato de Cessão Onerosa previa um volume recuperável de 4,997 bilhões de

barris equivalentes, mas o volume recuperável total pode chegar a 19,750 bilhões de barris

equivalentes.

Tabela V.1 Volumes contratados e adicionais ao Contrato de Cessão Onerosa

Campo Volume da Cessão

Onerosa

(milhões de barris

equivalentes)

Volume excedente mínimo

(milhões de

barris equivalentes

)

Volume excedente máximo

(milhões de barris

equivalentes)

Volume total médio

(milhões de barris

equivalentes)

Volume total máximo

(milhões de barris

equivalentes)

Itapu (Ex-Florim) 466,968 300 500 866,968 966,968

Sépia ( Ex-Nordeste de Tupi) 427,784 500 700 1027,784 1127,784

Búzios (Ex-Franco) 3056,000 6500 10000 11056 13056,000

Atapu, Berbigão e Sururu (Ex-Entorno de Iara) 599,560 2500 4000 3849,56 4599,560

Sul de Lula (Ex-Sul de Tupi) 128,051 - - - -

Sul de 319,107 - - - -

11 Disponível em http://www.anp.gov.br/images/publicacoes/Livreto_Upstream_2018-P.pdf. Acesso em 16 de junho de 2018.

http://www.anp.gov.br/images/publicacoes/Livreto_Upstream_2018-P.pdf






Sapinhoá (Ex-Sul de Guará)

TOTAL 4997,469 9300 15200 16800,31 19750,312

Fonte: Resolução CNPE nº 1, de 24 de junho de 2014

Conforme mostrado na Tabela V.1, apenas a área de Búzios (ex-Franco)

apresenta volumes recuperáveis de 9,056 bilhões de barris a 13,056 bilhões de barris. Dessa

forma, apenas Búzios teria sido mais que suficiente para o atendimento do Contrato de Cessão

Onerosa, que prevê a produção de cinco bilhões de barris equivalentes em mais cinco áreas.

Em razão de o Contrato de Cessão Onerosa prever a produção de

apenas cinco bilhões em áreas que podem ter cerca de vinte bilhões e não haver previsão legal

que estabeleça como os excedentes da cessão onerosa devem ser produzidos, é possível que o

Relator do Projeto de Lei nº 8.939, de 2107, e, informalmente, o próprio Poder Executivo

Federal, apresente emendas ou substitutivo a essa proposição no sentido de se propor que os

excedentes das áreas da cessão onerosa sejam licitados.

Conforme notícia veiculada na imprensa12, o Ministério de Minas e

Energia estaria trabalhando para realizar a licitação dos excedentes da cessão onerosa no mesmo

dia da 5ª Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção, prevista para 28 de

setembro de 2018. Para isso, seria necessário que a Comissão Interministerial que discute a

Revisão do Contrato da Cessão Onerosa conclua seus trabalhos.

Em 11 de maio de 2018, foi publicada a Resolução nº 4 do Conselho

Nacional de Política Energética (CNPE), que autoriza a ANP a realizar a 5ª Rodada de Licitações

sob o regime de partilha de produção e aprova os parâmetros técnicos e econômicos das áreas

ofertadas. Serão ofertadas as áreas denominadas Saturno, Titã, Pau-Brasil e Sudoeste de

Tartaruga Verde.

Nos termos do § 2º do art. 3º dessa Resolução, no período de vigência

do contrato de partilha de produção, considerando-se o preço do barril de petróleo Brent de US$

50 e a produção diária média de 12 mil barris de petróleo por poço produtor ativo, os

percentuais mínimos do excedente em óleo da União serão os seguintes:

− na área de Saturno, 9,56%;

− na área de Titã, 5,80%;

12 Disponível em http://epbr.com.br/leilao-do-excedente-da-cessao-onerosa-junto-com-a-5a-rodada-do-pre-sal/. Acesso em 16 de junho de 2018.

http://epbr.com.br/leilao-do-excedente-da-cessao-onerosa-junto-com-a-5a-rodada-do-pre-sal/






− na área de Pau-Brasil, 24,82%; e

− na área de Sudoeste de Tartaruga Verde, 10,01%.

Os bônus de assinatura para a 5ª Rodada estão estabelecidos no § 9º do

art. 3º da Resolução CNPE nº 4, de 11 de maio de 2018:

na área de Saturno, R$ 3.125.000.000,00;

na área de Titã, R$ 3.125.000.000,00;

na área de Pau-Brasil, R$ 500.000.000,00; e

na área de Sudoeste de Tartaruga Verde, R$ 70.000.000,00.

As áreas de Saturno e Titã, adjacente a Saturno, são estratégicas para o

País. Segundo o Diretor-Geral da ANP, o reservatório de Saturno pode ser do porte de Libra,

que tem volumes recuperáveis superiores a 10 bilhões de barris. Dessa forma, não há razões

técnicas que justifiquem um percentual do excedente em óleo da União de apenas 9,56%. O

valor do bônus de assinatura de R$ 3,125 bilhões também pode ser considerado baixo.

Foi publicada a expectativa do Governo Federal de obter entre R$ 80

bilhões e R$ 100 bilhões em bônus de assinatura, na licitação dos excedentes da cessão onerosa,

e que parte desse valor poderia ser revertida à Petrobrás. Pela legislação atual, Lei nº 12.351/210,

Um valor como esse de bônus de assinatura talvez indique a intenção de

o governo estender o regime de cessão onerosa para empresas privadas ou estatais de outros

países. Na produção dos cinco bilhões da cessão onerosa foi estimada uma receita líquida total

de R$ 795 bilhões e um valor presente líquido de R$ 173,3 bilhões. No caso dos excedentes da

cessão onerosa, a receita líquida total e o valor presente líquido podem ser até três vezes maiores.

Desse modo a receita líquida total pode atingir R$ 2,3 trilhões e o valor

presente líquido dos excedentes da cessão onerosa podem chegar a cerca de R$ 500 bilhões,

valor muito maior que o bônus de assinatura que pode chegar a R$ 100 bilhões.

Os elevados déficits fiscais, contudo, não devem ser resolvidos com o

comprometimento do Fundo Social, de que trata a Lei nº 12.351/201, mas com a tributação da

renda e da exportação do próprio petróleo, e não com bônus de assinatura. A Noruega, por

exemplo, para eliminar o apetite do governo de plantão eliminou o pagamento de bônus de

assinatura.






O governo poderia também licitar os excedentes da cessão onerosa sob

o regime de partilha de produção e com percentual mínimo do excedente em óleo para a União

ainda menor que os 9,56% fixados para Saturno. Nesse caso, seria fundamental estabelecer em

um eventual substitutivo ou emenda ao Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, que o excedente em

óleo da União deve ser de, no mínimo, 70%.

É importante, ainda, que parte do bônus de assinatura seja distribuída

para Estados e Municípios, pois o art. 1º da Lei nº 13.586, de 28 de dezembro de 2017, ao

contrário do art. 42 da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, permite que tanto os bônus de

assinatura quanto os royalties possam ser deduzidos da base de cálculo do Imposto sobre a

Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSSL.

A potencial renúncia fiscal de IRPJ poderá ter grande impacto nas

receitas de Estados e Municípios, em razão da distribuição de parte desse tributo para os entes

federativos. Transcreve-se, a seguir, o disposto no art. 159 da Constituição Federal:

Art. 159. A União entregará

I - do produto da arrecadação dos impostos sobre renda e proventos de qualquer natureza e sobre

produtos industrializados, 49% (quarenta e nove por cento), na seguinte forma:

a) vinte e um inteiros e cinco décimos por cento ao Fundo de Participação dos Estados e do Distrito

Federal;

b) vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento ao Fundo de Participação dos Municípios;

c) três por cento, para aplicação em programas de financiamento ao setor produtivo das Regiões Norte,

Nordeste e Centro-Oeste, através de suas instituições financeiras de caráter

regional, de acordo com os planos regionais de desenvolvimento, ficando

assegurada ao semi-árido do Nordeste a metade dos recursos destinados à

Região, na forma que a lei estabelecer;

d) um por cento ao Fundo de Participação dos Municípios, que será entregue no primeiro decêndio do

mês de dezembro de cada ano;

e) 1% (um por cento) ao Fundo de Participação dos Municípios, que será entregue no primeiro decêndio

do mês de julho de cada ano; (...)

Admitindo-se um bônus de assinatura de R$ 100 bilhões, em

decorrência do art. 1º da Lei nº 13.586/2017, haveria uma redução potencial da parcela do IRPJ

de R$ 25 bilhões. Desse valor, 46% são distribuídos para Estados e Municípios e 3% para

programas das Regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Assim, a perda de Estados e

Municípios seria de 46% de R$ 25 bilhões, o que corresponde a cerca de R$ 11,5 bilhões.






O Fundo de Participação dos Municípios teria uma redução de R$ 6,125

bilhões; a redução do Fundo de Participação dos Estados seria de R$ 5,375 bilhões.

Para o Estado Brasileiro, seria muito melhor que não houvesse

licitações dos excedentes da cessão onerosa. Nesse caso, haveria várias alternativas tais como o

Estado contratar a Petrobrás como prestadora de serviços de operação e produção dos

excedentes da cessão onerosa; celebrar um contrato de parceria com a Petrobrás, em um modelo

semelhante ao da Noruega; ou contratar a Petrobrás, sob o regime de partilha de produção, com

um excedente em óleo da União maior ou igual a 70%.

Importa ressaltar que na 2ª Rodada de Partilha de Produção, o

consórcio liderado pela Petrobrás ofertou um excedente em óleo da União de 80% para a área

denominada Entorno de Sapinhoá13. Essa área encontrava-se em situação semelhante aos

excedentes da cessão onerosa.

13 Disponível em https://petronoticias.com.br/archives/104822. Acesso em 16 de junho de 2018.

https://petronoticias.com.br/archives/104822






VI – CONCLUSÕES

A Lei nº 12.276/2010 autorizou a União a ceder onerosamente à

Petrobrás o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural em áreas não

concedidas localizadas no Pré-Sal. A estatal tem a titularidade dos volumes de petróleo e gás

cedidos pela União e o exercício das atividades de pesquisa e lavra será realizado apenas pela

Petrobrás, por sua exclusiva conta e risco.

Em decorrência dessa Lei, foi celebrado entre a União e a Petrobrás, em

3 de setembro de 2010, o Contrato de Cessão Onerosa. Os volumes de barris equivalentes de

petróleo, bem como os seus respectivos valores econômicos, foram determinados a partir de

laudos técnicos.

No regime de cessão onerosa, serão devidos royalties de 10% sobre o

produto da lavra de que trata a Lei nº 12.276/2010, nos termos do art. 47 da Lei nº 9.478/ 1997.

No entanto, não haverá o pagamento da participação especial, nos termos do art. 50 dessa Lei.

O Contrato de Cessão Onerosa poderá ser revisado pelas partes. A

conclusão da Revisão poderá ter como resultado a renegociação dos seguintes itens: valor do

Contrato, volume máximo, prazo de vigência e percentuais mínimos de conteúdo local.

A cessão onerosa, objeto desse Contrato, é intransferível. Qualquer

transmissão dos direitos dispostos no Contrato de Cessão Onerosa, no todo ou em parte, será

nula de pleno direito. A subcontratação de serviços não se configura como cessão do Contrato.

O Contrato de Cessão Onerosa de direitos de pesquisa e lavra da União;

a subscrição de ações do capital social da Petrobrás por parte da União, entes federais e entes

privados; e a emissão e utilização de títulos da dívida pública mobiliária federal fizeram parte de

um conjunto de ações para promover a capitalização dessa empresa.

A União e entes federais tiveram uma participação líquida de R$ 80,026

bilhões na capitalização da Petrobrás. Já o setor privado participou com R$ 40,222 bilhões.

O valor de R$ 74,807 bilhões referente ao Contrato de Cessão Onerosa

não foi efetivamente desembolsado pela Petrobrás, pois a empresa recebeu, em razão de

subscrição de ações, R$ 80,028 bilhões da União e de entes federais. Do setor privado, a

Petrobrás recebeu R$ 40,222 bilhões.






Com a capitalização, entraram no caixa da Petrobrás R$ 120,249 bilhões

e foram pagos à União R$ 74,807 bilhões, o que representa uma entrada líquida no caixa de R$

45,441 bilhões. Como foram pagas comissões de R$ 263 milhões, a entrada no caixa da estatal

foi de R$ 45,178 bilhões.

Por mais paradoxal que possa parecer, a entrada líquida de R$ 40,222

bilhões, o que representa 88,5% da entrada líquida total, ocorreu pela subscrição de ações pelo

setor privado, que, em razão do alto valor da cessão onerosa, teria sua participação acionária

diluída.

Desse modo, o eventual alto valor dessa cessão permitiu a entrada

líquida de R$ 40,222 bilhões no caixa da Petrobrás em razão da subscrição de ações pelo setor

privado. Se o valor da cessão onerosa de apenas US$ 8,51 por barril fosse menor ainda, por certo

não teria havido essa entrada de R$ 40 bilhões no caixa da estatal.

Importa registrar, ainda, que esse valor de US$ 8,51 por barril foi

estimado em uma situação onde as produtividades esperadas para os poços eram menores, os

custos totais de produção eram muito maiores, a taxa de câmbio era de apenas 1,7588 Reais por

Dólar e, na data da assinatura do Contrato de Cessão Onerosa, a cotação do Brent era de US$

75,03 por barril, muito próxima à atual.

Como se não bastasse a Petrobrás não ter nenhum desembolso líquido

para a União e entes Federais, o Ex-Presidente da estatal, Sr. Pedro Parente, defendeu, no âmbito

da Revisão do Contrato de Cessão Onerosa, que a União ainda teria uma dívida com a Petrobrás.

Na mesma linha, o Ex-Ministro de Minas e Energia disse que a Petrobrás poderia ser credora de

mais de US$ 12 bilhões.

Assim sendo, a União, Estados e Municípios além de não receberem

participação especial, nos termos do art. 50 da Lei nº 9.478/1997, ainda teria a União que pagar

uma dívida bilionária a uma empresa que passou a ter o direito de produzir cinco bilhões de

barris sem nada desembolsar liquidamente, e ainda recebeu R$ 45,178 bilhões.

Obviamente, essa cessão dita onerosa somente ocorreu por se tratar de

uma operação entre a União e a Petrobrás, que é uma empresa fundamental para o

desenvolvimento do País, que viabilizou a descoberta do próprio Pré-Sal, que precisava ser

capitalizada e na qual a União tem o controle do capital votante e quase metade do capital social.






O Projeto de Lei – PL nº 8.939, de 2017, de autoria do Deputado José

Carlos Aleluia, modifica a Lei nº 12.276/2010 e permite que a Petrobrás negocie e transfira a

titularidade do Contrato de Cessão Onerosa, desde que seja preservada uma participação de, no

mínimo, 30%.

Essa proposição é uma afronta ao art. 4º da própria Lei nº 12.276/2010

e ao próprio Contrato de Cessão Onerosa, que estabelecem inequivocamente que apenas a

Petrobrás será a cessionária.

Na sua justificação, o autor do PL nº 8.939, de 2017, argumenta haver

interesse da União, enquanto sócia controladora da Petrobrás, em fortalecer a estatal com vistas a

dotá-la de recursos decorrentes de áreas que se caracterizam pelo baixo risco exploratório e que

representam considerável potencial de rentabilidade.

Entre outras medidas importantes, o autor destaca o corte nos

investimentos, a implementação de parcerias e desinvestimentos, e que os investimentos

planejados da Petrobrás, que chegaram a US$ 224 bilhões no planejamento 2010-2014, foram

reduzidos para US$ 74 bilhões no planejamento 2017-2021.

Importa ressaltar que o os investimentos na área de exploração e

produção, com destaque para as áreas da cessão onerosa foram o principal motivo do

endividamento da Petrobrás. Existe um tempo de plantar e um tempo de colher. E a colheita já

começou com a entrada em operação, no dia 24 de abril de 2018, do primeiro sistema definitivo

de produção em área da cessão onerosa, por meio da unidade estacionária de produção P-74, que

é um navio de produção do tipo FPSO (floating, production, storage and offloading), instalada de no

campo Búzios.

Para o segundo semestre de 2018, a Petrobrás prevê a entrada em

operação dos FPSOs P-67, P-68, P-69, P-75 e P-76. É quase um FPSO por mês e nada menos

do que 750 mil barris por dia de capacidade instalada. Somados com as duas unidades de

produção do primeiro semestre, a capacidade de produção instalada pela Petrobrás em 2018 deve

ser superior a 1 milhão de barris por dia.

A programação para a entrada em operação de FPSOs, conforme a

Petrobrás, deverá ser a seguinte: em 2019, os FPSOs P-70 (Atapu I) e P-77 (Búzios IV); em

2021, a unidade Búzios V e Sépia; e em 2022, uma unidade em Itapu.






A Petrobrás priorizou os investimentos nas áreas da cessão onerosa em

razão da excelente qualidade dessas áreas e do fato de não haver pagamento de participação

especial.

De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, a

produção sob o regime de cessão onerosa é o grande destaque, pois passa de zero, em 2017, a 1,7

milhão de barris de petróleo por dia – mmbpd ou para 1,3 mmbpd, sem considerar o volume

excedente da cessão onerosa, em 2026.

Em razão de não haver o pagamento de participação especial, a

produção sob o regime de cessão onerosa deverá proporcionar um grande aumento na geração

de caixa da Petrobrás.

Devido às características dos reservatórios e da escala dos projetos, os

custos técnicos no Pré-Sal estão próximos de US$ 15 por barril e há potencial para otimização

tanto dos custos de capital quanto dos custos operacionais. Dessa forma, os custos de produção

podem ser inferiores a US$ 15 por barril, sem considerar os custos indiretos.

Nesse contexto, estima-se que o custo total de produção da

Petrobrás nas áreas da cessão onerosa será de cerca de US$ 20 por barril. Como serão devidos

apenas royalties de 10%, admitindo-se um valor de referência do barril produzido de US$ 70, o

custo total de produção com participação governamental (royalties de 10%) será de US$ 27 por

barril.

Assim, cada barril produzido deverá gerar uma receita líquida de

US$ 43, que multiplicado por cinco bilhões de barris totaliza uma receita total líquida de US$ 215

bilhões, sem atualização a valor presente.

Utilizando-se uma taxa de câmbio de 3,7 Reais por Dólar, a receita

líquida das áreas da cessão onerosa, sem atualização a valor presente, já subtraídos todos os

custos, será de R$ 795,5 bilhões.

Utilizando-se uma taxa de desconto de 8,83%, igual à do Contrato de

Cessão Onerosa, e um curva de produção com base nas estimativas do Plano Decenal de

Expansão de Energia 2026, chega-se a um valor presente líquido de R$ 173,3 bilhões, valor ainda

muito maior que os R$ 74,807 bilhões pagos pela Petrobrás.

Dessa forma, tecnicamente, não se justifica que a União seja devedora






da Petrobrás, muito pelo contrário, a União deveria ser credora da estatal na

Revisão do Contrato de Cessão Onerosa.

Em 2022, a receita líquida da Petrobrás apenas com a produção de cerca

de 1 milhão de barris de petróleo por dia sob o regime de cessão onerosa será de US$ 15,7

bilhões ou R$ 58 bilhões, utilizando-se uma taxa de câmbio de 3,7 Reais por Dólar. Nos anos

seguintes, a receita líquida anual será ainda maior.

Observa-se, então, que, pelo fato de a Petrobrás gastar apenas US$ 27

por barril e poder vendê-lo a US$ 70, no âmbito da cessão onerosa, os barris produzidos sob

esse regime promoverão uma grande geração de caixa, que poderá ser utilizada para redução do

endividamento, para novos investimentos e para aumento dos lucros da estatal.

Como grande parte das unidades de produção da cessão onerosa já

estão contratadas e construídas, elas poderão entrar em operação no curto prazo, produzindo

petróleo com altíssima rentabilidade. Conclui-se, então que é desprovida de qualquer lógica a

Petrobrás transferir a titularidade dessas áreas, como proposto pelo Projeto de Lei nº 8.939, de

2017.

A essência da cessão onerosa de a União gerar benefício para a

Petrobrás seria afrontada, caso a estatal, agora, se aproveitasse de tão vantajoso regime para

vender parcialmente a titularidade das áreas.

Conclui-se, então, que o Projeto de Lei nº 8.939, de 201, fere a própria

essência da Lei nº 12.276/2010, representa uma quebra do Contrato de Cessão Onerosa e não

apresenta nenhum mérito. Pelo contrário, essa proposição é, na verdade, uma afronta ao

interesse público, uma vez que tem como consequência, entre inúmeras outras, isentar as

empresas multinacionais do pagamento de participação especial.

Com relação aos volumes recuperáveis excedentes ao Contrato de

Cessão Onerosa, a ANP contratou estudos da certificadora independente Gaffney, Cline &

Associates para avaliar esses volumes, que variam entre 6 e 15 bilhões de barris de óleo

equivalente. Considerando que são recursos já descobertos e comerciais, a oferta desses volumes

demandará a contratação de inúmeras unidades de produção no curto prazo, que podem gerar

importante retorno para a sociedade, desde que a participação governamental seja elevada.

Em razão de o Contrato de Cessão Onerosa prever a produção de






apenas cinco bilhões em áreas que podem ter cerca de vinte bilhões e não haver previsão legal

que estabeleça como os excedentes da cessão onerosa devem ser produzidos, é possível que o

Relator do Projeto de Lei nº 8.939, de 2107, e, informalmente, o próprio Poder Executivo,

apresente emendas ou substitutivo a essa proposição no sentido de se propor que os excedentes

das áreas da cessão onerosa sejam licitados.

O pior cenário para o País seria licitar os excedentes da cessão onerosa

mantendo-se o próprio regime. Nesse caso serão devidos apenas royalties de 10%, pois não há

pagamento de participação especial. Um valor como esse de bônus de assinatura talvez indique a

intenção de o governo estender o regime de cessão onerosa para empresas privadas ou estatais

de outros países.

Na produção dos cinco bilhões da cessão onerosa foi estimada uma

receita líquida total de R$ 795 bilhões e um valor presente líquido de R$ 173,3 bilhões. No caso

dos excedentes da cessão onerosa, a receita líquida total e o valor presente líquido podem ser até

três vezes maiores. Desse modo a receita líquida total pode atingir R$ 2,3 trilhões e o valor

presente líquido dos excedentes da cessão onerosa pode chegar a cerca de R$ 500 bilhões, valor

muito maior que o bônus de assinatura, cuja previsão é de R$ 100 bilhões.

Se houvesse o pagamento de participação especial a uma alíquota de

32% da receita líquida, a União, Estados e Municípios arrecadariam R$ 160 bilhões. Desse modo,

a produção dos excedentes da cessão onerosa pode gerar, nesse regime, uma perda de

arrecadação de R$ 80 bilhões para Estados e Municípios.

Utilizar bônus de assinatura para resolver o problema dos elevados

déficits fiscais, pois isso compromete a renda petrolífera no futuro. Esses déficits deveriam ser

reduzidos com a tributação da renda e da exportação do próprio petróleo, e não com bônus de

assinatura. A Noruega, por exemplo, para eliminar o apetite do governo de plantão eliminou o

pagamento de bônus de assinatura.

O governo poderia também ter a intenção de licitar os excedentes da

cessão onerosa sob o regime de partilha de produção, com percentual mínimo do excedente em

óleo para a União ainda menor que os 9,56% fixados para Saturno. Nesse caso, seria

fundamental estabelecer em um eventual substitutivo ou emenda ao Projeto de Lei nº 8.939, de

2017, que o excedente em óleo da União deve ser de, no mínimo, 70%.

É importante, ainda, que parte do bônus de assinatura seja distribuída






para Estados e Municípios, pois o art. 1º da Lei nº 13.586/2017, ao contrário do art. 42 da Lei nº

12.351/2010, permite que tanto os bônus de assinatura quanto os royalties possam ser deduzidos

da base de cálculo do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ e da Contribuição Social

sobre o Lucro Líquido – CSSL.

Admitindo-se um bônus de assinatura de R$ 100 bilhões, haveria uma

redução potencial da parcela do IRPJ de R$ 25 bilhões. Desse valor, 46% são distribuídos para

Estados e Municípios e 3% para programas das Regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Assim,

a perda de Estados e Municípios seria de 46% de R$ 25 bilhões, o que corresponde a cerca de R$

11,5 bilhões. O Fundo de Participação dos Municípios teria uma redução de R$ 6,125 bilhões; a

redução do Fundo de Participação dos Estados seria de R$ 5,375 bilhões.

Para o País, seria muito melhor que não houvesse licitação dos

excedentes da cessão onerosa. Nesse caso, o Estado poderia contratar a Petrobrás como

prestadora de serviços de operação e produção dos excedentes da cessão onerosa; poderia

celebrar um contrato de parceria com a Petrobrás, em um modelo semelhante ao da Noruega; ou

poderia contratar a Petrobrás, sob o regime de partilha de produção, com um excedente em óleo

da União igual ou maior que 70%.

Importa ressaltar que na 2ª Rodada de Partilha de Produção, o

consórcio liderado pela Petrobrás ofertou um excedente em óleo para a União de 80% na área

denominada Entorno de Sapinhoá. Essa área encontrava-se em situação semelhante aos

excedentes da cessão onerosa.

Com relação ao Substitutivo ao PL nº 8.929, de 2017, de autoria do ex-

Ministro de Minas e Energia, Sr. Fernando Coelho Filho, conclui-se que ele agrava e muito a

falta de compromisso com o interesse público, já presente na proposição original.

A extensão do regime de cessão onerosa a outras empresas petrolíferas

vai reduzir muito a participação governamental na renda petrolífera, mesma que haja o

pagamento de bônus de assinatura de R$ 100 bilhões. Para os cinco bilhões de barris da cessão

onerosa, o valor presente líquido foi estimado em R$ 173,3 bilhões; para cerca de quinze bilhões

de barris de excedentes, o valor presente líquido pode chegar a cerca de R$ 500 bilhões. Desse

modo, um eventual bônus de assinatura de R$ 100 bilhões representa apenas um quinto do valor

presente líquido dos excedentes da cessão onerosa.






Outro grave dispositivo do Substitutivo diz respeito à alteração da Lei

13.303/2016 para que se elimine a exigência de que a Petrobrás, na condição de operadora em

consórcios, realize suas contratações por meio de licitação pública. O Relator cita que o modelo

adotado pela indústria petrolífera adota uma modalidade equiparada ao convite.

Nesse aspecto vale ressaltar os gravíssimos problemas decorrentes das

contratações feitas pela Petrobrás sem licitação ou na modalidade convite, onde há grande poder

discricionário dos administradores.

Em suma, o Contrato de Cessão Onerosa já trouxe grandes benefícios

para a Petrobrás e não há nenhuma justificativa técnica para que a União seja devedora. Esse

contrato, que prevê apenas o pagamento de royalties, é intransferível e trará grande geração de

caixa livre para a estatal. Não se deve admitir que esse regime seja estendido a outras empresas

petrolíferas.

Os excedentes da cessão onerosa não devem ser licitados no regime de

cessão onerosa ou nos moldes dos editais das rodadas de partilha de produção que têm

estabelecido baixíssimos percentuais de excedente em óleo para a União. Esses excedentes

devem ser produzidos pelo próprio Estado em parceria com a Petrobrás, seja por meio de

contratos de serviço, de parceria ou de partilha de produção, no qual se garanta que, pelo menos,

70% do excedente em óleo seja da União.

8.939, de 2017, e da cessÃo onerosa para subsidiar a ... · de títulos da dívida pública...

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